SU1467158A1 - Method and apparatus for separating formations in well-casing operation - Google Patents

Method and apparatus for separating formations in well-casing operation Download PDF

Info

Publication number
SU1467158A1
SU1467158A1 SU874246833A SU4246833A SU1467158A1 SU 1467158 A1 SU1467158 A1 SU 1467158A1 SU 874246833 A SU874246833 A SU 874246833A SU 4246833 A SU4246833 A SU 4246833A SU 1467158 A1 SU1467158 A1 SU 1467158A1
Authority
SU
USSR - Soviet Union
Prior art keywords
packer
packers
casing
well
cavities
Prior art date
Application number
SU874246833A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Владимир Иванович Беляев
Владимир Иванович Ванифатьев
Original Assignee
Всесоюзный Научно-Исследовательский Институт Буровой Техники
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Всесоюзный Научно-Исследовательский Институт Буровой Техники filed Critical Всесоюзный Научно-Исследовательский Институт Буровой Техники
Priority to SU874246833A priority Critical patent/SU1467158A1/en
Application granted granted Critical
Publication of SU1467158A1 publication Critical patent/SU1467158A1/en

Links

Landscapes

  • Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)

Abstract

Изобретение относитс  к эксплуатации нефт ных и газовых скважин. Цель. - упрощение технологии, уменьшение ее трудоемкости и повышение качества разобщени  тонкопереслаиваю-- пластов. Устанавливают на обсадной колонне 1 два и более гидравлических пакера (ГП) 2-4. Цементируd « (Л 4 о: ел СХ) .SThe invention relates to the operation of oil and gas wells. Purpose. - simplification of technology, reduction of its labor intensity and improvement of the quality of separation of thin layers of layers. Install on the casing 1 two or more hydraulic packers (GP) 2-4. Cement "(L 4 of: ate CX) .S

Description

;ют скважину путем закачки в колонну тампонажного раствора. Последний вытесн ют в затрубное пространство (ЗП) продавочной жидкостью плотностью, меньшей плотности тампонажного раствора . После приведени  верхнего ГП 2 в действие ЗП скважины под ним сообщают с полостью обсадной колонны. Па- керовку скважины нижними ГП 3 и 4 производ т подачей в них раствора из |ЗП над ГП 2 созданием перепада дав- лени  между ЗП и полостью колонны. :Срабатывание ГП 3 и 4 контролируют отбором из колонны расчетного объема ;продавочной жидкости. После оконча- 1 ни  пакеровки давление в ЗП сква сины I под ГП 2 повьппают. На ГН 2 с полым I корпусом 9 размещены зластичный уп- 1 лотни тельный элемент (УЭ) 10 и кла- I па ный узел 11. Последний сообщаетс  ; с полостью УЭ 10 осевым каналом, а с 1 ГП 2 жестко св заны нижние ГП 3 и 4.; a well is bored by pumping a cement slurry into the column. The latter is displaced into the annulus (RF) with a squeezing fluid with a density less than the density of the cement slurry. After the upper GP 2 has been activated, the RR of the well below it is communicated with the casing cavity. Packing of the well with lower GP 3 and 4 is carried out by supplying a solution from them | ZP over GP 2 by creating a pressure difference between the ZP and the cavity of the column. : The operation of GP 3 and 4 is controlled by sampling from the column of the estimated volume; After the end of the packer, the pressure in the RFP of well I and I under GP 2 is increased. On the GN 2 with the hollow I case 9 there is a flexible sealing element (CE) 10 and a valve unit 11. The latter is reported; UE 10 cavity with an axial channel, and with 1 GP 2 rigidly connected lower GP 3 and 4.

Они включают соединенные жестко друг с друг ом корпуса 13 и 14 с установленными на них УЭ 15 и 16 и клапанами 17 и 18. Полости последних сроб-т щаютс  осевыми каналами 19, 20. с полостью УЭ 15 и 16. В нижней части колонны 1 установлено упорное кольцо 22 с узлом сцеплени  с центрировоч- ной пробкой. Дл  повышени  надежности в работе устройства за счет заполнени  полостей УЭ 15 и 16 тампонаж- ным раствором в корпусе ГП 2 выполнен дополнительный осевой канал 23, изолированный от полости УЭ 10, гидравлически св занный с УЭ 15 и 16 и ЗП скважины над УЭ 10 через радиальный канал 24 в узле 11. Корпуса 13 и 14 соединены между собой и обеспечивают гидравлическую св зь каналов 19, 20, 21- через установленные между ними клапаны 17 и 18. 2 с. и 3 д.п. ф-лы,, 5 ил.They include rigidly connected to each other hulls 13 and 14 with UE 15 and 16 installed on them and valves 17 and 18. The cavities of the latter are connected by axial channels 19, 20. with UE cavity 15 and 16. In the lower part of the column 1 a stop ring 22 is installed with a clutch assembly with a centering plug. To increase the reliability of the device due to filling cavities UE 15 and 16 with a cement slurry in the body of GP 2, an additional axial channel 23 is made, isolated from the cavity UE 10, hydraulically connected to the UE 15 and 16 and the RFP of the well UE 10 through a radial channel 24 in node 11. Cases 13 and 14 are interconnected and provide hydraulic connection of channels 19, 20, 21 through valves 17 and 18 installed between them. 2 s. and 3 dp f-ly, 5 ill.

1one

Изобретение относитс  к области крепл.ени  нефт ных и газовых скважин а именно к способам и устройствам дл  разобщени  пластов при цементирова- НИИ скважин с тонкопереслаивающимис  пластамиFIELD OF THE INVENTION The invention relates to the field of oil and gas wells fastening, namely, to methods and devices for separating formations at cementing research institutes of wells with thin interlaminar formations.

Цель изобретени  - упрощение технологии , уменьшение ее трудоемкости и повьппение качества разобщени  тон- копереслаивающихс  пластов.The purpose of the invention is to simplify the technology, reduce its labor intensity and improve the quality of separation of thin-layering layers.

На фиг.1 изображена нижн   зона скважины перед началом цементировани ; на фиг о 2 и 3 - соответственноFig. 1 shows the lower zone of the well before starting cementing; Fig 2 and 3 respectively

процессы разобщени  пластов верхним пакером и пакеровки затрубного пространства скважины нижними пакерами; на фиг.4 - нижн   зона скважины поле перфорации продуктивной зоны; на фиг.5 - устройство дл  осуществлени  способа в транспортном положении. Способ разобщени  пластов при креплении скважины включает: установку на обсадной колонне 1 двух и бо- лее гидравлических пакеров 2-4,:цементирование скважины путем закачивани  в обсадную колонну тампонажного раствора 3 и вытеснение его вprocesses of segregation of the layers by the upper packer and the packing of the annular space of the well by the lower packers; 4 shows the lower zone of the well, the perforation field of the productive zone; Fig. 5 shows a device for carrying out the method in the transport position. The method of segregation of formations during well mounting includes: installing two or more hydraulic packers 2-4 on the casing 1,: cementing the well by pumping the cement slurry 3 into the casing and displacing it into

затрубное пространство 6 скважины продавочной жидкостью 7 плотностью меньщей, чем плотность тампонажного раствора 5, пакеровку затрубного пространства 6 скважины приведением верхнего пакера 2 в действие подачей в него продавочной жидкости 7 из обсадной колонны 1 под избыточным давлением (фиг.2) и приведение нижних пакеров 3 и 4 в действие сверху вниз ( фиг.З). Дл  приведени  в действие нижних пакеров 3 и 4 затрубное пространство 6 скважины под верхним пакером 2, после приведени  его в действие , сообщают с полостью 8 обсадной колонны и пакеровку затрубного пространства провод т подачей в нижние пакеры 3 и 4 тампонажного раствора 5 из затрубного пространства скважины над верхним пакером 2 созданием перепада давлени  между за- трубным пространством 6 скважины и полостью обсадной колонны 1. При это срабатывание нижних пакеров 3 и 4 контролируют отбором из обсадной колонны 1 расчетного объема продавоч- цой жидкости 7 (фиг.З). Дл  допаке- ровкк нижних пакеров 3 и 4 (послеthe annulus 6 of the well with squeezing fluid 7 density less than the density of cement slurry 5, the packing of the annulus 6 of the well by bringing the upper packer 2 into action by supplying it with squeezing fluid 7 from the casing 1 under excess pressure (figure 2) and bringing the lower packers 3 and 4 in action from top to bottom (fig.Z). To actuate the lower packers 3 and 4, the annular space 6 of the well below the upper packer 2, after bringing it into operation, is reported to the casing cavity 8 and the packer packing of the annular space is supplied to the lower packers 3 and 4 of the cement slurry 5 from the annular space of the well. above the upper packer 2, the creation of a pressure drop between the well space 6 of the well and the cavity of the casing 1. With this operation, the lower packers 3 and 4 are controlled by selecting from the casing 1 the estimated sales volume - liquid Choi 7 (fig.Z). For dopacker lower packers 3 and 4 (after

окончани  пакеровки) давление в зат рубном пространстве 6 скважины под указанными пакерами повышают.the end of the packer) the pressure in the wellbore space 6 of the well below the specified packers is increased.

По окончании времени ОЗЦ колонну перфорируют, причем перфорационные отверсти  8 допускаетс  вьшо.лн ть и в интервале размещени  нижних паке- ров 3 и 4 (фиг.4).At the end of the RPT time, the column is perforated, and the perforations 8 are allowed to be even within the range of placement of the lower packers 3 and 4 (Fig. 4).

Устройство дл  осуществлени  способа содержит установленные на обсадной колонне верхний гидравлически пакер 2 с полым корпусом 9, размещенным на нем эластичным уплотнительным элементом 10 и клапанным узлом 11, сообщающимс  с полостью уплотнитель- ного элемента 10 осевым каналом 12, св занные жестко с верхним гидравлическим пакером 2 гидравличес- кие пшсеры 3 и 4, содержащие соединенные жестко друг с другом корпусы 13 и 14 с установленными на них уп- лотнительными элементами 15 и 16 и клапанами. 17 и 18, полости которых сообщаютс  осевьми каналами 19-21 с полост ми уплотнительных элементов. В нижней части обсадной колонны установлено кольцо 22 с узлом сцеплени  с цементировочной пробкой 25. В кор- пусе 9 верХ Него пакера выполнены дополнительные , осевые каналы 23, изолированные от полости его уплотнитель- ного элемента, гидравлически св занные с полост ми уплотнительных эле-- ментов 15 и 16 нижних пакеров и зат- рубным пространством 6 скважины над уплотнительным элементом 10 верхнего пакера 2 через радикальный канал 24, выполненный в его клапанном узле I 1.. An apparatus for carrying out the method comprises an upper hydraulic packer 2 mounted on a casing with a hollow body 9, an elastic sealing element 10 placed on it and a valve assembly 11 communicating with the cavity of the sealing element 10 by an axial channel 12 rigidly connected with the upper hydraulic packer 2 hydraulic pshsera 3 and 4, housings 13 and 14 connected rigidly with each other with sealing elements 15 and 16 mounted on them and valves. 17 and 18, the cavities of which are connected by axial channels 19-21 to the cavities of the sealing elements. In the lower part of the casing there is a ring 22 with a clutch assembly with a cementing plug 25. In the case of 9 verX. The packer has additional axial channels 23, isolated from the cavity of its sealing element, hydraulically connected to the cavities of the sealing elements cops 15 and 16 of the lower packers and the inflow space 6 of the well above the sealing element 10 of the upper packer 2 through the radical channel 24, made in its valve node I 1 ..

. 1. one

Корпусы 13 и 14 нижних пакеров 3 и 4 соединены между собой с возможностью обеспечени  гидравлической св зи их осевых каналов 19-21 через установленные между ними клапаны.17 и 18. Упорное кольцо .22 св зано с нижней частью обсадной колонны посредством шагового ограничител  осевых перемещений, включающего фигурный паз 26 в упорном кольце 22 и палец 27, установленный в обсадной колонне с возможностью разъединени  с ней после заданного числа перемещений. Ради-- альный: -канал 24 клапанного узла II верхнего пакера при необходимости пе- .рекрываетс  запорным элементом (не показан), а клапаны нижних пакеров вьтолнены с возможностью приведени The housings 13 and 14 of the lower packers 3 and 4 are interconnected with the possibility of providing hydraulic connection of their axial channels 19-21 through valves 17 and 18 installed between them. The stop ring .22 is connected to the lower part of the casing by means of a step limiter of axial movements , which includes the shaped groove 26 in the stop ring 22 and the finger 27, mounted in the casing with the possibility of separation with it after a specified number of movements. Radial: -channel 24 of the valve assembly II of the upper packer, if necessary, is interrupted by a shut-off element (not shown), and the valves of the lower packers are configured to

их в действие последовательно сверху вниз.them in action sequentially from top to bottom.

Устройство работает следующим образом .The device works as follows.

В конце цементировани  скважины продавочна  проба 25 проходит через устройство, готовит клапанный узел . 11 верхнего пакера 2 к работе и жестко соедин етс  с упорным кольцом 22. Давление в .цементировочной головке снижают до нул , при этом под действием перепада между затрубным пространством скважины и обсадной колонно клапанный узел 11 открываетс  дл  проведени  пакеровки верхнего пакера 2, а упорное кольцо 22 в сборе с прода- ночной пробкой 25 перемещаетс  вверх в пределах шага отграничител  осевых перемещений. Повышением давлени  в колонне расшир ют подачу продаво чной жидкости 7 через клапанный узел 11, уплотнительный элемент 10 верхнего пакера 2. Повторно снижают давление в цементировочной головке до нул . При этом под действием перепада гидростатического давлени  тампонажньй раствор из затрубного пространства 6 над верхним пакером 2 через дополнительные осевые каналы 23, клапан 17, осевые каналы 19 и 20, клапан 18 и осевой канал 21 поступает в полости зшлотнительных элементов 15 и 16 нижних пакеров 3 и 4, заполн ет их пос-т ледовательно сверху вниз за счет последовательного открыти  клапанов 17 и 18. Тампонажный раствор 5, вытесн емый из затрубного пространства 6 под уплотнительным элементом 10 верхнего пакера 2, уплотнительными элементами 15 и 16 нижних пакеров при их последовательном расширении, поступает в полость обсадной колонны I и поднимает продавочную пробку 25 в сборе с упорным кольцом 22, паз 26 которого выходит из зацеплени  с пальцем 27. Продавочную жидкость 7, вытесн емую продавочной пробкой 25 при ее движении вверх, отбирают на устье и после отбора расчетного объема закрывают кран на цементировочной головке (не показана) и оставл ют колонну 1 на ОЗЦ.At the end of the cementing well, the push sample 25 passes through the device, preparing a valve assembly. 11 of the upper packer 2 is in operation and rigidly connected to the stop ring 22. The pressure in the cementing head is reduced to zero, while under the action of the difference between the annulus of the well and the casing, the valve assembly 11 is opened to pack the upper packer 2, and the stop ring 22 assembled with the sales plug 25 moves upward within the limits of the axial displacement delimiter. By increasing the pressure in the column, the supply of sales liquid 7 is expanded through the valve assembly 11, the sealing element 10 of the upper packer 2. The pressure in the cementing head is again reduced to zero. In this case, under the action of the hydrostatic pressure drop, the cementing solution from the annulus 6 above the upper packer 2 through additional axial channels 23, valve 17, axial channels 19 and 20, valve 18 and axial channel 21 enters the cavities of the sealing elements 15 and 16 of the lower packers 3 and 4, fills them sequentially from top to bottom due to the sequential opening of valves 17 and 18. The grouting solution 5, displaced from the annulus 6 under the sealing element 10 of the upper packer 2, sealing elements 15 and 16 of the lower packers with their successive expansion, enters the cavity of the casing I and raises the squeeze plug 25 assembled with the thrust ring 22, the groove 26 of which comes out of engagement with the finger 27. The mouth and, after withdrawing the calculated volume, close the valve on the cementing head (not shown) and leave column 1 at the RFQ.

При необходимости провести допаке- ровку нижнего пакера 4, после отбора на устье расчетного объема продавочной жидкости 7 давление в колонне 1 вновь повьш1ают. При этом продавочна  пробка 25 в сборе с упорным кольцомIf necessary, repack the lower packer 4, after collecting the calculated volume of squeezing fluid 7 at the mouth, the pressure in column 1 is increased again. At the same time, the slug tube 25 is assembled with the stop ring.

51465146

22 перемещаетс  вниз на ограниченное рассто ние22 moves down a limited distance.

и вытесн ет порцию тампо- нажного раствора 5 из колонны в зат- рубное пространство 6 под нижним па- кером 4, чем повьппаетс  давление в этой зоне и производитс  доуплотне-  ие уплотнительных элементов 15 и 16 |нижних пакеров 3 и 4. Кран на цемен- тировочной головке закрывают и колон- |ну оставл ют на ОЗЦ.and displaces a portion of the cement slurry 5 from the column into the rupture space 6 under the bottom pack 4, which increases the pressure in this zone and makes the sealing elements 15 and 16 | of the bottom packers 3 and 4 more compact. - the grinding head is closed and the column is left on the RFL.

Claims (2)

Формула изобретени Invention Formula 1515 2525 1. Способ разобщени  пластов при укреплении скважины, включающий уста- :новку на обсадной колонне двух и бо- 1Лве гидравлических пакеров, цементи- :рование скважины путем закачивани  в Iобсадную колонну тампонажного раство- 20 цо |ра и вытеснение его в затрубное про- ;странство скважины продавочной жид- Костью плотностью меньшей, чем плот- iHOCTb тампонажного раствора, пакеров- ;ку затрубного пространства скважины -приведением верхнего пакера в дейст- тане подачей в него продавочной жид- костииз обсадной колонны под избыточным давлением и нижних пакеров - по-. следовательно сверху вниз, о т л и -г ч а.ю щ и и с   тем, что, с целью упрощени  технологии, уменьшени  ее трудоемкости и повышени  качества разобщени  тонкопереслаивающихс . пластов, после приведени  верхнего пакера в действие, затрубное пространство скважины под ним сообщают с полостью обсадной колонны и пакеровку затрубного пространства скважины нижними пакерами производ т подачей в 40 них тампонажного раствора из затрубного пространства скважины над верхним пакером созданием перепада давлени  между затрубным пространством 1. A method of segregating the formations during well consolidation, which includes installation of two and four hydraulic packers on the casing string, cementing: drilling the well by pumping the cement slurry into the I-casing column and displacing it into the annular pro- gram; well squeezing fluid wellbore density of less than the density of the cement slurry iHOCTb; packer; well annulus space — by applying the upper packer to act by pumping the squeezing fluid out of the casing under pressure and lower packers - by. consequently, from top to bottom, in terms of the fact that, in order to simplify the technology, reduce its labor intensity and improve the quality of disconnection of thinly interlacing. After the upper packer is activated, the annular space below the well communicates with the casing cavity and the annular space is packaged with lower packers by supplying 40 tons of cement slurry from the annulus above the upper packer by creating a pressure differential between the annulus 30thirty 3535 щее установленные на обсадной колонне верхний гидравлический пакер с полым корпусом, размещенным на нем эластичным уплотнительным элементом и клапанным узлом, сообщающимс  с полостью уплотнительного элемента осевым каналом, св занные жестко с верхним гидравлическим пакером нижние гидравлические пакеры, содержащие соединенные жестко друг с другом кор-. пуса с установленными на них уплотни- тельными элементами и клапанами, полости которых сообщаютс  осевыми каналами с полост ми уплотнительных элементов, установленное в нижней части обсаднор колонны упорное кольс узлом сцеплени  с цементировочной пробкой, отличающеес  тем, что, с целью повышени  надежности работы устройства за счет заполнени  полостей уплот нительных элементов нижних пакеров тампонажным раствором , в корпусе верхнего пакера выполнен дополнительньш осевой канал, изолированный от полости его уплотнительного элемента, гидравлически св занный с полост ми уплотнительных элементов нижних пакер4 в и затрубным пространством скважины над уплотни- тельным элементом верхнего пакера через радиальный канал, выполненный в его клапанном узле, при этом корпусанижних пакеров соединены между собой с возможностью обеспечени  гидравлической св зи их. осевых каналов через установленные между ними клапаны.An upper hydraulic packer with a hollow body, an elastic sealing element and a valve assembly connected to the cavity of the sealing element and an axial channel connected rigidly to the upper hydraulic packer and lower hydraulic packers that are connected rigidly to one another. mounted with sealing elements and valves, the cavities of which communicate with axial channels with cavities of sealing elements, mounted in the lower part of the casing stubborn collar with a coupling unit with a cementing plug, in order to improve the reliability of the device due to filling the cavities of the sealing elements of the lower packers with cement slurry; in the case of the upper packer, an additional axial channel is made, isolated from the cavity of its sealing element It is hydraulically connected to the cavities of the sealing elements of the lower packers 4 and the annular space of the well above the sealing element of the upper packer through a radial channel made in its valve assembly, while the housing packers are interconnected to ensure their hydraulic connection. axial channels through the valves installed between them. 4. Устройство поп.З, о т л и ч а- ю щ е е с   тем, что упорное кольцо св зано с нижней частью обсадной колонны посредством шагового ограничител  осевых перемещений с возможноскважины и полостью обсадной колонны, 45 разъединени  с ней после заданного числа перемещений.4. The device pop. 3, that is, so that the retaining ring is connected to the lower part of the casing by means of a step limiter of axial displacements from a possible borehole and the cavity of the casing, 45 separation from it after a specified number displacements. при этом срабатывание нижних пакеров контролируют отбором из обсадной колонны расчетного объема продавочной жидкости.at the same time, the operation of the lower packers is controlled by taking out the estimated volume of the squeezing fluid from the casing. 2. Способ по П.1, о тли ч а ю- щ и и с   тем, что после окончани  пакеровки давление в затрубном пространстве скважины под пакерами повышают .2. The method according to Claim 1, about aphids and knots, so that after the end of the packer, the pressure in the annulus below the packers is increased. 3, Устройство дл  разобщени  пластов при крепле ши скважины, включаюс 0 3, Disconnection device when the well is attached, including 0 5five 5five 0 цо 40 0 tso 40 30thirty 3535 щее установленные на обсадной колонне верхний гидравлический пакер с полым корпусом, размещенным на нем эластичным уплотнительным элементом и клапанным узлом, сообщающимс  с полостью уплотнительного элемента осевым каналом, св занные жестко с верхним гидравлическим пакером нижние гидравлические пакеры, содержащие соединенные жестко друг с другом кор-. пуса с установленными на них уплотни- тельными элементами и клапанами, полости которых сообщаютс  осевыми каналами с полост ми уплотнительных элементов, установленное в нижней части обсаднор колонны упорное кольс узлом сцеплени  с цементировочной пробкой, отличающеес  тем, что, с целью повышени  надежности работы устройства за счет заполнени  полостей уплот нительных элементов нижних пакеров тампонажным раствором , в корпусе верхнего пакера выполнен дополнительньш осевой канал, изолированный от полости его уплотнительного элемента, гидравлически св занный с полост ми уплотнительных элементов нижних пакер4 в и затрубным пространством скважины над уплотни- тельным элементом верхнего пакера через радиальный канал, выполненный в его клапанном узле, при этом корпуса, нижних пакеров соединены между собой с возможностью обеспечени  гидравлической св зи их. осевых каналов через установленные между ними клапаны.An upper hydraulic packer with a hollow body, an elastic sealing element and a valve assembly connected to the cavity of the sealing element and an axial channel connected rigidly to the upper hydraulic packer and lower hydraulic packers that are connected rigidly to one another. mounted with sealing elements and valves, the cavities of which communicate with axial channels with cavities of sealing elements, mounted in the lower part of the casing stubborn collar with a coupling unit with a cementing plug, in order to improve the reliability of the device due to filling the cavities of the sealing elements of the lower packers with cement slurry; in the case of the upper packer, an additional axial channel is made isolated from its cavity nta, hydraulically connected to the cavities of the sealing elements of the lower packers 4 and the annular space of the well above the sealing element of the upper packer through a radial channel made in its valve assembly, and the bodies of the lower packers are interconnected with each other. . axial channels through the valves installed between them. 4. Устройство поп.З, о т л и ч а- ю щ е е с   тем, что упорное кольцо св зано с нижней частью обсадной колонны посредством шагового ограничител  осевых перемещений с возможно разъединени  с ней после задан4. The device pop. 3, that is, with the fact that the retaining ring is connected to the lower part of the casing by means of a step limiter of axial displacements with possible disconnection with it after ного числа перемещений.number of displacements. 5. Устройство по пп.З и 4, о т .- личающеес  тем, что радиальный канал клапанного узла верхнего пакера при необходимости перекрываетс  запорным элементом, а клапаны нижних пакеров вьшолнены с возможностью их приведени  в действие последовательно сверху вниз.5. The device according to PS3 and 4, i.e., is that the radial channel of the valve block of the upper packer, if necessary, is blocked by the locking element, and the valves of the lower packer are designed with the ability to operate from top to bottom. Фиг. 2FIG. 2 б-lbb Фие.ЗFi.Z Редактор А.ШандорEditor A. Shandor Составитель В.Бел евCompiled by V. Bel Техред А.Кравчук Корректор И.МускаTehred A. Kravchuk Proofreader I. Muska Заказ 1176/25Order 1176/25 Тираж 514Circulation 514 ВНИИПИ Государственного комитета по изобретени м и открыти м при ГКНТ СССР 113035, Москва, Ж-35, Раушска  наб., д. 4/5VNIIPI State Committee for Inventions and Discoveries at the State Committee on Science and Technology of the USSR 113035, Moscow, Zh-35, Raushsk nab. 4/5 Фие.Phie. ПодписноеSubscription
SU874246833A 1987-05-21 1987-05-21 Method and apparatus for separating formations in well-casing operation SU1467158A1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
SU874246833A SU1467158A1 (en) 1987-05-21 1987-05-21 Method and apparatus for separating formations in well-casing operation

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
SU874246833A SU1467158A1 (en) 1987-05-21 1987-05-21 Method and apparatus for separating formations in well-casing operation

Publications (1)

Publication Number Publication Date
SU1467158A1 true SU1467158A1 (en) 1989-03-23

Family

ID=21304983

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
SU874246833A SU1467158A1 (en) 1987-05-21 1987-05-21 Method and apparatus for separating formations in well-casing operation

Country Status (1)

Country Link
SU (1) SU1467158A1 (en)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU172672U1 (en) * 2017-03-17 2017-07-19 Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" HYDROMECHANICAL PACKER DEVICE WITH SWELLING BUSHING

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
Цырин Ю.З., Ванифатьев В.И. Крепление скважин с применением проходных пакеров. - М.: Недра, 1987, с.17-18. Там же, с.109-114. . / *

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU172672U1 (en) * 2017-03-17 2017-07-19 Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" HYDROMECHANICAL PACKER DEVICE WITH SWELLING BUSHING

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP0586223B1 (en) Method of perforating a new zone
US4401158A (en) One trip multi-zone gravel packing apparatus
US6789623B2 (en) Method and apparatus for open hole gravel packing
US5738171A (en) Well cementing inflation packer tools and methods
US6382319B1 (en) Method and apparatus for open hole gravel packing
US4566538A (en) Fail-safe one trip perforating and gravel pack system
EP0067096B1 (en) Deflate-equalizing valve apparatus for inflatable packer formation tester
CA1145664A (en) Method and apparatus for gravel packing multiple zones
US5044441A (en) Pack-off well apparatus and method
US4979568A (en) Annulus fluid pressure operated testing valve
GB1505443A (en) Method and apparatus for controlling a well during drilling operations
US6244350B1 (en) Apparatus for launching at least one plug into a tubular in a wellbore
WO2017160937A1 (en) Toe valve
US4633945A (en) Permanent completion tubing conveyed perforating system
EP0370652B1 (en) Downhole well tool valve
GB2048982A (en) Oil well testing string bypass valve
US4940093A (en) Gravel packing tool
US4479544A (en) Pressure actuated pack-off and method
US4424864A (en) Isolation plug
US5482119A (en) Multi-mode well tool with hydraulic bypass assembly
US6918440B2 (en) Testing drill packer
WO2020021353A1 (en) Overpressure toe valve with atmospheric chamber
SU1467158A1 (en) Method and apparatus for separating formations in well-casing operation
US4722400A (en) Mechanically actuated subsurface injection tool
US3860068A (en) Well packer zone activated valve